风电大基地市场的火热正带动中国风电产业步入又一个鼎盛发展期。
2022 年，内蒙古、吉林、新疆、甘肃等重点风资源省区市场复苏，装机规模持续走高。据 CWEA 数据统计，当年三北地区以 66% 的风电新增吊装容量占比居主导地位，较 2018 年提高 23 个百分点。
巨量的基地规划目标使三北地区成为陆上风电的主力和投资主线，点燃地方政府和发电企业的开发热情。开发商争相圈占资源，整机商全力布局。2023 年，三北地区招标热度持续并预计在短期内落地转化为装机量。
大基地项目集约化开发取决于消纳和电网接入送出条件，高度依赖煤电配套资源和特高压建设进度。外送通道不足之下，弃风限电隐忧再度浮现。
全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2022 年，弃风最严重的蒙东地区风电利用率仅为 90%，较上年下滑 7.6 个百分点。青海、蒙西、甘肃的风电利用率均低于 95%。内蒙古、青海、甘肃、吉林、新疆的弃风较严重，弃风率分别为 8.6%、7.3%、6.2%、4.8%、4.6%。
因外送线路不畅，内蒙古乌兰察布 600 万千瓦风电项目至今只有一台风机并网发电。该项目是国内首个平价上网大基地项目，于 2018 年 12 月核准，2019 年 9 月开工，计划 2020 年底前并网发电，但目前项目后续已画问号。
此外，国内首个千瓦千万级“风光火储输”多能互补综合能源基地——华能陇东大基地项目也因送出问题推进缓慢。青海、陕西均有大基地项目因外送问题停摆。
特高压困局难解
输电通道建设已成为风电大发展的刚性制约因素，但疏通面临三大难题。
一是外送能力难以覆盖高速增长的风光装机规模。2022 年 4 月，中国电力科学研究院新能源中心总工程师迟永宁在“新型电力系统下风光大基地规划建设研讨会”上表示，目前国内特高压直流外送能力大概 4.5 亿千瓦左右，但 2030 年前，仅风光大基地新增的装机规模就达到约 5.5 亿千瓦。
二是网源不协调，通道建设和电源建设节奏不匹配。电源建设先行，电网投资滞后，叠加特高压线路规划审批及建设周期长，风电基地项目建成时，外送通道未同步打开。
据中电联数据统计，2019 至 2021 年，全国电网投资额增速明显滞后于电源投资。国家电网虽追加了电网投资，但特高压从规划到建成需要 3 - 5 年，而风电大基地周期约 1 - 2 年，速度难以平衡。
对于存量通道而言，一方面需解决运行层面技术难题，在保障电网架构安全之下，提高外送线路新能源输送占比。另一方面需满足送端和受端两方意愿诉求，双方省政府和电网公司达成一致，重新签订协议，置换出电量空间，但利益主体之间的弥合存在重重难度。
对于新建通道而言，输电线路投资额巨大，内蒙古等三北地区风电项目距离负荷中心远，电网企业需增加廊道和建设成本，且需满足电网安全、断面稳定的技术要求，对增建特高压输送新能源的积极性不高。还有部分新建特高压是为解决历史遗留问题，送出早已建成，等待通道落地。
三是利益博弈问题未解决。外送线路走向及落地点博弈，送受两端的利益协调，目前并没有有效解决办法，也未有支持性机制。
对于送端开发企业来说，受端市场因有更多选择余地形成“买方市场”，要考虑输电和线损成本，落地电价不仅不能超过受端燃煤基准价，还要考虑售电侧竞价因素，只能低价上网，同时承担调峰煤电、储能等灵活调节成本。
对于受端来说，外省发电税收归外省。当地政府倾向于投建本土可再生能源项目，将本土资源变现，采购外省电力意愿有限。
巨量装机短期难兑现
特高压与配套电源的建设同步投运，项目才能投产发电。调峰电源能否同步建成也是一大问题。因近年电煤价格飙涨，部分大基地配套煤电建设进度滞后于新能源项目。此外，“源网荷储”一体化项目去哪里寻找负荷需求等具体问题，随着开发量的增加逐渐变得突出。
收益保障难度增大也成为大基地开发的难题。为提高电网系统对新能源的消纳能力，政策层面倡导采用“新能源 + 煤电”的开发模式，高成本的煤电配套对开发主体带来了经济性挑战。配套储能也增加了风电大基地的开发成本。
为抢抓资源，履行电力系统低碳转型责任，完成新能源开发任务，风电开发企业风风火火跑项目。可利用现有外送线路、拥有配套电源、开发条件优越的存量项目成为最抢手的香饽饽。部分开发企业为占领市场，获取的源网荷储大基地项目在未解决负荷问题的情况下已进行了设备招标。
当消纳问题显现，效益算不过账时，开发企业或将放缓建设脚步。目前已有大基地项目因此暂缓招标。对于开发企业而言，开工节点并无强制性要求，并网时间存在裕度，可依据线路送出和消纳情况调整节奏，并希冀庞大的招标规模能倒逼电网公司解决并网问题。
直至 2022 年 4 月，乌兰察布 600 万千瓦风电大基地项目首批 120 万千瓦就地消纳工程建设启动，预计今年建成投产。后续 480 万千瓦外送工程计划“十四五”期间全部投产。
华能陇东基地项目于 2019 年规划，2021 年 12 月调峰煤电项目开工，2022 年 11 月首台风机吊装。今年 2 月，配套送电特高压工程±800kV 陇东 - 山东特高压直流输电工程获核准。根据建设周期估算，该基地项目全部投运将在 2025 年。
打了一场空的价格战
大量订单释放引起市场价快速下滑，拐点频繁在三北地区出现。早在 2020 年 11 月的华能上都 60 万千瓦项目中，3,100 元 /kW（含塔筒）的报价成为新一轮价格战的“导火索”，也影响了此后大基地风机报价的走势。
内蒙古是近年三北地区最炙手可热的市场，招标、并网规模巨大，成为价格竞争最凶猛的低价洼地。据锐轩咨询数据统计，今年 1 - 2 月，华北地区风机均价低至 1,195 元 /kW，其中，1,100 元 /kW 以下的项目均位于内蒙古，其整体投标价较 2022 年的降幅超 300 元 /kW。
大基地整机价格俯冲主要出于三点原因。
一是优越的风资源条件，大兆瓦风机以及规模化建设带动成本快速下滑。
二是风电项目开发成本增加，上网电价不确定性、消纳风险，增长的非技术成本，以及规模化发展下的资金压力，使得央、国企开发商的风机招标规则以低价中标为导向，将成本压力传导至整个风电产业链。
三是大基地订单释放将使产业集中度提升，斩获基地订单不仅能扩大市场规模，还能巩固市场地位，而丢单将面临出局危机。
这其中，最受伤的是整机企业。低价夺取大基地订单，把价格打了下来，但并没有交付，没有收到货款也没有转化为装机量，形成实实在在的市场份额。整机商在内蒙、新疆、吉林等重点区域布局厂房以此换取订单，但项目建设迟滞，厂房资源浪费，打乱投资节奏。
此外，未来三年，国内风电市场预计每年将新增 6,000-8,000 万千瓦并网规模，长叶片、大兆瓦轴承和齿轮箱将面临紧缺。整机商在供需关系不明时低价投标，或将面临交付前供应链格局转变的风险。
开发商也将蒙受损失。提前招标，在没定具体项目时进行框架集采，价格压低了，但错失了最新机型。2019 年，乌兰察布 600 万千瓦项目带动陆上风机从 2MW 迈向 4MW 时代。如今，陆上风机最大单机容量已达 11MW。而当前产业链中上游利润压得太薄，提高机组质量隐患，开发企业需承担更高的质量风险。
外送困局难解，消纳问题严峻，开发企业和整机商都心知肚明。开发企业圈占资源，通过压低风机价格对冲未来风险，换取 PPT 风机和不疾不徐的开工。整机商毛利水平已承压，但希冀用低价冲锋赢未来。时间换空间的打法成为行业标配。
行业似乎已陷入旋涡之中，明知其中症结和风险但难以自拔，杀出血路蜂拥而入。这真的健康吗？如何走出怪圈？
（图片来源：veer 图库）
来源 / 风电财经眼
